Выбор высоковольтной батареи конденсаторов

 

Рисунок 1.2

 

Составим схему замещения, показанную на рисунке 1.2

Определим неизвестные компоненты.

Резервная мощность Q_рез необходима для послеаварийного режима (10-15% берется из энергосистемы).

Она не используется постоянно, только в критических случаях.

 

Q_рез=0,1 × ΣQ_расч, кВар; (1.30)

Q_рез =0,1× (Q_р0,4+ΔQ_т) =0,1×6324,9=632,4 кВар. (1.31)

 

Мощность, поступающая от энергосистемы:

 

Q_э=0,23 × ΣP_р=0,23 × (P_р0,4+ΔP_т+P_сд)

Q_э =0,23 × (7805+101,1+5355) =3050 кВар. (1.32)

 

Теперь, зная величины всех реактивных мощностей можем составить баланс реактивной мощности:

Q_ВБК=Q_р0,4+ΔQ_т+Q_рез-Q_э - Q_сд = 5801+523,9-632,4-3050-2570,4= 72,1 кВар

 

Так как Q_ВБК < 200, то ВБК не выбираем.

Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу приведен в таблице 1.9

 

Таблица 1.9 - Уточненный расчет нагрузок по заводу

№РП, Sнт, QНБК	№ цеха	n	Pn min - Pn max	SPн	Ки	Ср. мощность		nэ	Kм		Расчетные мощности					Kз
						Рсм, кВт	Qcм, квар				Рр, кВт		Qр, квар		Sp, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10		11		12		13	14
ТП 1 (2х1000) ТП 2 (2х1000) Силовая Освещение Qнбк Итого	1 2 3 5	50 60 70 10	1-30 1-40 1-50 10-100	970 1520 1800 650		388 608 900 390	388 608 792 210,6
		190	1-100	4940	0,48	2286	1998,6	99	1,1		2514 152,92		2198,4 229,39 800
											2666,92		1627,79		3124	0,78
ТП 3 (2х1000) ТП 4 (2х1000) Силовая Освещение Qнбк Итого	4 6 7 8 9 10 11	70 10 25 40 50 15 40	1-50 10-20 1-20 1-28 20-50 5-20 1-25	2100 120 360 680 1500 120 370		840 72 165 272 825 30 111	840 43,2 165 239,6 618,75 39 133,2
		250	1-50	5250	0,58	2315	2078,7	210	1,1		2546,5 152,7		2286,6 76,33 800
											2699,2		1562,93		3119	0,77
ТП 5 (1х1000) ТП 6 (2х1000) Силовая Освещение Осв. тер Qнбк Итого	12 13 14 15 16 17	35 20 40 10 50 40	5-70 1-20 1-40 1-10 1,1-40 10-50	400 250 850 60 560 1480		80 112,5 425 12 252 888	104 99 374 20,76 221,76 426,24
		195	1-70	3600	0,37	1769,5	1245,8	103	1,1	1946,45 181,733 115,86		1370,4 90,803 57,93 600
										2244		919,1		2424,9			0,8
Итого на шинах 0,4кВ										7610,1		4109,8		8648,9
Потери в трансф. - х										101,1		523,9
Итого нагр.0,4кВ привед. к шинам 10кВ										7711,22		4633,7
Синхронные двигатели: СД1	6	10	630	1260						5355		-2570
Всего по заводу										13066,2		7203,7		14920,4

 

1.9 Технико-экономический расчет вариантов внешнего электроснабжения

 

Рисунок 1.3 - Схема подстанции энергосистемы

 

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км. Завод работает в две смены. Стоимость электроэнергии С = 6,4 тг/кВтч.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим три варианта представленных на рисунке 1.3:

Рисунок 1.4 - Первый вариант схемы внешнего электроснабжения

 

Выбираем электрооборудование по первому варианту.

1. Выбираем трансформаторы ГПП:

От энергосистемы идет полностью активная мощность Р и часть реактивной мощности Q_э:

 

(1.33)

 

Примем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки:

 

(1.34)

 

Коэффициент загрузки 2-х трансформаторной подстанции II категории должен быть не более Кз = 0,85, следовательно примем трансформаторы типа ТДН-10000/110.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформатора ТДН-10000/110, S_н=10000 кВА, U_вн=115кВ, U_нн=11 кВ, DР_хх=14кВт, DР_кз=58кВт, u_кз=10,5%, I_хх=0,9%

Потери мощности в трансформаторах:

активной:

 

 кВт(1.35)

 

реактивной:

 

DQ_ТГПП =0,02× (I_хх×S_н+U_кз× S_н×Кз²) (1.36)

DQ_ТГПП = 0,02× (0,9 × 10000 + 10,5 × 10000 × 0,67²) = 1123 кВт.

 

Потери энергии в трансформаторах.При двухсменном режиме работы:

Т_вкл=4000ч. Т_макс=4000ч.,(1.37)

 

тогда время максимальных потерь:

 

(1.38)

 

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

 

ΔW=2× (ΔP_хх×T_вкл+ΔP_кз× τ ×K_з²)

ΔW=2 × (14 × 4000 + 58 × 2405 × 0,67²) =237541 кВт·ч

 

2. ЛЭП-110 кВ

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

(1.39)

 

Расчетный ток, проходящий по одной линии

 

(1.40)

 

Ток аварийного режима:

 

I_а=2×I_р=2×33,9=67,8 А(1.41)

 

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока

 

(1.42)

 

где I_р=33,9 А расчетный ток линии;

j=1,1 А/мм² экономическая плотность тока для Казахстана;

2) по условию потерь на "корону" для напряжения 110кВ минимальное сечение провода F=70 мм² и допустимый ток для провода АС -70, I_доп=265А;

3) проверим выбранные провода по допустимому нагреву, при расчетном токе I_доп=265А>I_р=33,9 А;

4) проверяем выбранные провода режиме перегрузки: коэффициент перегрузки К_п=1,3; следовательно допустимый аварийный ток равен:

I _{доп ав}=1,3×I _доп=1,3×265=344,5 A>I _ав=67,8 A(1.43)

(1.44)

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

 

,(1.45)

 

где R=r₀×L=5,5×0,46=2,53 Ом,

r₀=0,46 Ом/км - удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм², L=5,5 км - длина линии.

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.5) и рассчитаем ток короткого замыкания в относительных единицах.

 

Рисунок 1.5

 

Расчет I_{кз (}в о. е).

 

S_б=1000 МВА; S_кз=880МВА; U_б=115кВ. (1.46)

х_с= S_б /S_кз= 1000/880=1,14 о. е., (1.47)

(1.48)

(1.50)

 (1.49)

 

1) Выключатели В1, В2, В3, В4.

 

Выбираем выключатель МКП-110Б-630-20У1

Каталожные данные выключателя	Расчетные данные
	В1, В2	В3, В4
Iном=630 А Iоткл=20 кА Iпред= 64 кА Iтерм= 25 кА Цена= 20,130 тыс. у. е	>Iав=67,8 А >Ik1=4,4кА >iy=11,2кА; >Ik1=4,4 кА >Sкз1=875,4 кА	>Iав=67,8 А >Ik2=3,93кА >iy=9,97кА; >Ik2=3,93 кА >Sкз2=781,9 кА

 

2) Разъединитель

Принимаем разъединитель РНДЗ-110/1000У1

Iном=1000А >Iав=67,8 А; Iпред= 80 кА> i_y= 9,97кА;

Iтерм= 31,5кА> Ik =3,93 кА;

Цена= 7,435 тыс. у. е

 

3) Ограничители перенапряжения ОПН

Выбираем ОПНн-110-420-77-10 УХЛ1.

Расчет затрат по первому варианту схемы электроснабжения. Затраты на выключатели В1, В2, В3, В4:

К_{В1, В2, В3, В4}= N·К_В, (1.51)

 

где N - количество выключателей; К_В - стоимость выключателя.

 

К_{В1, В2, В3, В4}= 4×20,130= 80,520 тыс. у.е.

 

Затраты на ЛЭП на двухцепной железобетонной опоре:

 

К_ЛЭП = L×К_уд,.(1.52)

 

где L - длина линии;

 

К_уд = 25,500 у. е. /км, стоимость 1 км ЛЭП.

 

К_ЛЭП =5,5×25,500=140,250 тыс. у. е.

 

Затраты на тр ГПП:

 

К_{тр ГПП}= N·Ктр, (1.53)

 

где N - число трансформаторов;

К_тр - стоимость трансформатора.

 

К_{тр ГПП}=2×48=96 тыс. у. е.

 

Затраты на разъединители:

 

К_раз= N·Краз, (1.54)

 

где N - количество разъединителей; К_раз - стоимость разъединителя.

К_раз=11×7,435= 81,875 тыс. у. е.(1.55)

 

Затраты на ОПН:

 

К_опн= N·К_опн,

 

где N - количество ОПН; К_опн - стоимость ОПН.

 

К_опн=2×1,8= 3,6 тыс. у. е.(1.56)

 

Суммарные затраты на оборудование первого варианта:

 

К_Σ1=К_ВЫК +К_ЛЭП +К_разъед +К_опн +К_{т гпп}

К_Σ1=80,52+140,25+81,78+3,6+96 = 402,15 тыс. у. е. .

 

Определим издержки. Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

 

И_{экс ЛЭП}=0,028×К_ЛЭП=0,028×140,25=3,93 тыс. у. е. (1.57)

 

Издержки на эксплуатацию оборудования:

 

И_{экс об}=0,03×К_об=0,03×261,9=7,86 тыс. у.е. (1.58)

 

где К_об -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизационные издержки на ЛЭП:

 

И_{а ЛЭП}=0,028×К_ЛЭП=0,028×140,25=3,93 тыс. у. е. (1.59)

 

Амортизационные издержки на оборудование:

И_{а об}=0,063×К_об=0,063×261,9=16,5 тыс. у. е. (1.60)

 

Стоимость потерь электроэнергии

 

Ипот=Сo× (Wтргпп+ Wлэп) =0,05× (237541 +41955) =13,974 тыс. у. е., (1.61)

 

где Сo=  = 0,05 y. e. /кВт×ч(1.62)

 

Суммарные издержки:

 

И_Σ1=Иа+Ипот+Иэ,

И_Σ1=3,93+16,5+13,97+3,93+7,86=46,2 тыс. у. е.(1.63)

 

Приведенные суммарные затраты:

 

З_I=0,12×К_Σ1+ И_Σ1=0,12×402,15+46,2= 94,5 тыс. у. е.

 

Второй вариант

Рисунок 1.6 - Второй вариант схемы внешнего электроснабжения.

 

Выбираем электрооборудование по II варианту

1. Выберем трансформаторы ГПП.

Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки К_з = 0,67.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформаторара ТДНС-10000/35, номинальная мощность S_н=10000 кВА, U_вн=35кВ, U_нн=10,5 кВ,

 

DР_хх=12кВт, DР_кз=60кВт, u_кз=8%, I_хх=0,75%

 

Потери мощности в трансформаторах:

Активной

 

Реактивной

 

ΔQ_т=

 

Потери энергии в трансформаторах. При двухсменном режиме работы Т_вкл=4000 ч. Т_макс=4000 ч., тогда время максимальных потерь: τ=2405 ч. Потери электроэнергии в трансформаторах:

 

ΔW=2 × (ΔP_хх×T_вкл+ τ ×ΔP_кз× (К_з) ²= 2× (12×4000+60×2405×0,67 ²) =225870 кВт×ч.

 

2. ЛЭП-35кВ. Полная мощность, проходящая по ЛЭП

 

=

 

Расчетный ток, проходящий по одной линии

I_р=

 

Ток аварийного режима

 

I_ав=2×I_р=2×106,1=212,2 А

Выбор сечения ЛЭП

1) по экономической плотности тока

 

мм^2,

где I_р=106,1 А расчетный ток линии,

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм² при Т_м=3000-5000 ч и алюминиевых проводах.

Принимаем по экономической плотности тока провод АС -70, I_доп=265А.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе

I_доп=265А>I_р=106,1 А

 

3) коэффициент перегрузки К_п=1,3 при аварийном токе

I _{доп ав}=1,3×I _доп=1,3×265=345 A>I _ав=212,2 A

 

Определим потери электроэнергии в ЛЭП-35:

 

ΔW_ЛЭП= = ,

 

где R=r₀×l, где r₀=0,46 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм²; l=5,5 - км длина линии.

Трансформатор энергосистемы. На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН - 40000/110/37/10,5.

Паспортные данные: тип трансформатора ТДТН-40000/110, номинальная мощность

 

S_н=40000 кВА, U_вн=115кВ, U_сн=38,5кВ, U_нн=11 кВ,

DР_хх=39кВт, DР_кз=200кВт, u_кз=10,5%, I_хх=0,6%(1.64)

 

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы

 

γ=

 

Долевым участием в потерях D Р и D Q пренебрегаем. Потери электроэнергии в трансформаторах энергосистемы

 

ΔW=2× (ΔP_хх×T_вкл+ τ ×ΔP_кз× (К_з) ²= 2× (39×4000+200×2405×0,17 ²) =339802 кВт×ч

 

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U= 35 кВ.

Расчет токов КЗ проведем в относительных единицах. Схема замещения представлена на рисунке 1.7. В качестве базисных величин принимаем мощность S_б=1000 МВА и напряжение U_б=37 кВ, S_кз=880 MBA, тогда базисный ток будет:

 

 

Сопротивление системы

 

Сопротивление трансформатора

 

 = о. е.

 

Сопротивление ЛЭП

 

о. е.

S_К-1= U_бI_К-1= × 37 × 6,4=409,7 кВА;

i_У1 = ×К_У×I_К-1 = × 1,8 × 6,4=16,3 кА

S_К-2= U_бI_К-1= ×37×4,2 = 268,8 кВА;

i_У2 = ×К_У×I_К-1= ×1,8 ×4,2 = 10,7Ка

Рисунок 1.7

 

1) Выключатели В1, В2

Выключатели выбираем по аварийному току трансформаторов системы.

Принимаем, что мощность передаваемая через трансформатор по двум вторичным обмоткам трансформаторов распределена поровну (по 50%), поэтому:

Sав тр сист=2×20=40 МВА

Iав=Sав/1,73×Uн=40×1000/1,73×37=624,9 А,

Ip=Iав/2=312,45 А

 

Выбираем выключатели типа МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранных выключателей:

 

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз =640,9 МВА Цена=12150 у. е	Uр=35 кВ IАВ=624,9 А Iкз= 6,4 кА SК-1 =410 МВА

 

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2:

 

2=

 

2) Секционный выключатель В3:

 

I_В3= I_АВ/2 =312,45 кА

 

Принимаем выключатель МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранного выключателя:

 

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз = 640,9 МВА Цена=12150 у. е	Uр=35 кВ IАВ=312,45 А Iкз= 6,4 кА SК-1 = 410 МВА

 

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3:

 

3=

 

3) Выключатели В4, В5, В6, В7: I_{ав ЛЭП}=212,2 А

Принимаем выключатель МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранного выключателя:

 

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз = 640,9 МВА Цена=12150 у. е	Uр=35 кВ IАВ= 212,2 А Iкз= 4,2 кА SК-1 = 268 МВА

 

4) Разъединитель

Принимаем разъединитель типа РНДЗ.1-35/1000 У1.

 

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=1000 А Iпред сквозн дин =63 кА Iпред. терм. стойк. =25 кA Цена=3500 у. е	Uр= 35 кВ IАВ=212,2 А IУ = 10,7 кА Iк. = 4,2 кA

 

5) Ограничители перенапряжения. Выбираем ОПНп-35/400/40,5-10 УХЛ1

Расчет затрат по второму варианту схемы электроснабжения. Суммарные затраты на оборудование второго варианта:

К_Σ2= γ К_{В1, В2}+ γ К_В3+К_{В4, В5, В6, В7} +К_ЛЭП+К_опн+К_раз + γ К_тр-ра +К_{т гпп}, тыс. у. е.

 

Затраты на выключатели В1 и В2:

К_{В1, В2}=2×γ×Кв=2×0,33×12,15=8,02 тыс у. е.

 

Затраты на выключатель В3:

К_В3=γ×Кв=0,16×12,15=1,94 тыс у. е.

 

Затраты на выключатели В4, В5:

К_{В4, В5, В6, В7}=4×Кв=4×12,15=48,6 тыс у. е.

 

Затраты на ЛЭП:

К_уд = 27,3 тыс. у. е. /км, К_ЛЭП = l×К_уд = 5,5×27,3 = 150,2 тыс у. е.

 

Затраты на трансформаторы подстанции энергосистемы:

К_ат = 2×γ×Ктр = 2×0,16×94,4=30,2 тыс у. е.

 

Затраты на трансформаторы ГПП:

К_{т гпп} = 2×43 = 86 тыс у. е.

Затраты на ОПН:

К_опн = 2×0,5 = 1 тыс у. е.

 

Затраты на разъединители:

К_раз1-4= 4× γ× К_раз = 4×0,21×3,5 = 2,94 тыс у. е.

К_раз5-6 = 2× γ× К_раз = 2×0,11×3,5 = 0,77 тыс у. е.

К_раз = 11×3,5= 38,5 тыс у. е.

S К_раз = 2,94+0,77+38,5 = 42,2 тыс у. е.

 

Суммарные затраты:

К_Σ2=8,02+1,94+48,6+150,2+1+42,2+30,2+86 = 368,2 тыс. у. е.

 

Суммарные издержки на оборудований второго варианта

 

SИ₂=И_а+И_потери+И_э, тыс. у. е.

 

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП}=0,028×К_ЛЭП=0,028×150,2 = 4,2 тыс у. е.

 

Амортизация ЛЭП:

И_{а ЛЭП}=0,028×К_ЛЭП=0,028×150,2 = 4,2 тыс у. е.

 

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об}=0,03×К_об=0,03×235,3= 7,06 тыс у. е.,

 

где К_об -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизация оборудования:

И_{а об}=0,063×К_об=0,063×235,3=14,8 тыс у. е.

 

Стоимость потерь:

И_пот=Сo× (Wтргпп+ Wлэп+ Wтр. эн. системы) = = 0,05× (225870+339802+410977) =48,832 тыс. у. е.

 

Суммарные издержки:

И_Σ2=4,2+14,8+4,2+7,06+48,8 =79,1 тыс у. е.

 

Приведенные суммарные затраты:

З=0,12×К_Σ2+ И_Σ2=0,12×368,2+79,1= 123,3 тыс у. е. /год.

 

Третий вариант

Рисунок 1.8 - Третий вариант схемы внешнего электроснабжения

 

Выбираем электрооборудование по III варианту.

1. ЛЭП -10 кВ

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

 

 

Расчетный ток, проходящий по одной линии:

 

I_р=

 

Ток аварийного режима:

 

I_ав=2×I_р=2×369,2=738,4А

 

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока

мм^2,

 

где I_р=369,2 А расчетный ток линии

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм².

Для ЛЭП 6-10 кВ максимальное сечение воздушных линий по ПУЭ F=120мм². Примем два провода АС-120 с I_доп=380А в каждой.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе

I_доп=N· I_доп =2×380=760 A;

I_доп I_р 760А335А.

 

3) проверим выбранные провода по аварийному режиму:

коэффициент перегрузки К_п=1,3, следовательно допустимый аварийный ток равен:

I_{доп ав}=1,3×I_доп=1,3×760=988 A, I_{доп ав} I_ав 988А738,4А.

 

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

 

W_ЛЭП= = ,

 

где R= ×l,

где r₀=0,27 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 120 мм²;

l=5,5 - км длина линии.

Трансформатор энергосистемы.

На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН - 40000/110/37/10,5, со следующими паспортными данными: номинальная мощность S_н=40000 кВА, U_вн=115 кВ, U_сн=38,5 кВ, U_нн=11 кВ, DР_хх=39 кВт, DР_кз=200 кВт, u_кз=10,5%, I_хх=0,6%

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы:

 

γ=

 

Потери энергии в трансформаторах:

 

ΔW=2× (ΔP_хх×T_вкл+ τ ×ΔP_кз× (γ) ²= 2× (39×4000+200×2405×0,17 ²) =339802 кВт×ч.

 

Стоимость потерь:

И_пот=Сo× (Wтр+ Wлэп) = 0,05× (1455531+339802) =897667 тыс. у.е.

 

Так как стоимость потерь электроэнергии сопоставима с суммарными затратами, то дальнейший расчет не целесообразен.

Составим сводную таблицу по всем вариантам.

 

Таблица 1.10 - Результаты ТЭР по трем вариантам электроснабжения

Вариант	Uн кВ	∑К тыс. у. е.	∑И тыс. у. е.	З тыс. у. е.
I	110	402,2	46,2	94,5
II	35	368,2	79,1	123,3
III	10	-	89,8	-

 

Вывод: для дальнейшего расчета принимаем первый вариант схемы внешнего электроснабжения.

 

1.10 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ